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- 0 - 附件重点任务责任分工重点任务完成时间牵头单位配合单位所有核定了输配电价的用电类别均可全电量参与电力市场交易。 2019 年 3 月 31 日前省经济和信息化委省发展改革委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、省水电投资集团、有关发电企业1.扩大参与电力市场用户范围。各类园区内的企业可由售电公司捆绑代理参与电力市场交易，省属电网等地方电网可作为一个整体参与电力市场交易。 2018 年 12 月 31 日前省经济和信息化委省发展改革委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、省水电投资集团、有关发电企业大工业用户丰水期用电量超过基数的增量部分为富余电量，科学合理确定富余电量基数。每年丰水期前省经济和信息化委省发展改革委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、有关发电企业富余电量交易价格可实行最低保护价和最高限价，输配电价为每千瓦时 0.105 元，实现较大幅度降低大工业增量用电电价。每年丰水期前省发展改革委省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、有关发电企业一、扩大和创新电力市场化交易 2.完善丰水期富余电量政策。探索扩大富余电量政策适用范围。长期工作省发展改革委省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、有关发电企业 - 1 - 3.推进风电和光伏发电上网电价市场化。四川电网除分散式风电、分布式光伏和光伏扶贫项目以外的风电、光伏发电，丰水期上网电量参与电力市场，参照丰水期外送电平均价格进行结算。每年丰水期前省发展改革委省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、有关发电企业 4.平衡国调省调等机组关系。推进国调机组留川电量参与省内市场化交易，或比照省调机组利用小时数和价格水平年度清算。每年 3 月底前完成对上一年度的清算省发展改革委省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、有关发电企业增设丰水期低谷时段弃水电量交易新品种，鼓励用户特殊时段多用弃水电量。 2018 年 8 月 31 日前省经济和信息化委省发展改革委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、有关发电企业5.增设丰水期低谷时段弃水电量交易新品种。弃水电量到户电价由弃水电量交易价加输配电价构成。弃水电量交易竞价区间不作限制，执行单一制输配电价每千瓦时 0.105 元。 2018 年 8 月 31 日前省发展改革委省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、有关发电企业 - 2 - 明确电解铝、多晶硅、大数据、新型电池、电解氢等重点产业、绿色高载能产业输配电价水平。参与制定落实方案、明确重点支持行业企业名单。 2018 年 8 月 31 日前省发展改革委省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力6.突出对重点产业和绿色高载能产业电价支持力度。制定落实方案，明确重点支持行业企业名单，实现电解铝、多晶硅、大数据、新型电池、电解氢等重点产业和绿色高载能产业到户电价。 2018 年 8 月 31 日前省经济和信息化委省发展改革委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、有关发电企业 7.减轻一般工商业用户电费负担。全面落实国家降低一般工商业电价政策。 2018 年12 月 31 日前省发展改革委省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力二、实施分类支持性电价政策 8.用好甘孜、阿坝、凉山和雅安留存电量。合理制定甘孜、阿坝、凉山、雅安年度留存电量实施方案，支持甘眉、成阿、成甘、德阿等飞地园区使用留存电量。每年一季度前省发展改革委、省经济和信息化委四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、有关发电企业 - 3 - 9.实施电能替代电价支持政策。对新建电锅炉、电窑炉，改造燃煤（油、柴、气）锅炉、窑炉的电能替代项目，执行单一制输配电价每千瓦时 0.105 元；市场化交易完成前，电费实行预结制，到户电价每千瓦时按 0.38 元预结。高炉渣提钛行业自 2018 年 1 月 1 日起享受电能替代相关政策，执行单一制输配电价每千瓦时 0.105 元。 2018 年 8 月 31 日前省发展改革委省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力三、加大电能替代工作力度 10.实行丰水期居民生活电能替代电价。丰水期对国网四川电网、省属电网同价区域内“一户一表 ”居民用户实行电能替代电价，维持现行阶梯电价制度，继续对月用电量在 181 千瓦时至 280 千瓦时部分的电价下移每千瓦时 0.15 元，月用电量高于 280 千瓦时部分的电价下移每千瓦时 0.20 元。所需电价空间由市场化方式筹集，不足部分由降低丰水期水电非市场化电量上网电价进行弥补。每年丰水期前省发展改革委省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、有关发电企业 - 4 - 探索“专线供电” 试点。长期工作省经济和信息化委省发展改革委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力，甘孜州、攀枝花市、雅安市、乐山市政府，有关发电企业建设电源和用户之间线路。长期工作国网四川电力省发展改革委、省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局，甘孜州、攀枝花市、雅安市、乐山市政府，有关企业 11.开展水电消纳产业示范区试点。促进绿色高载能、特色产业发展。长期工作甘孜州、攀枝花市、雅安市、乐山市政府省发展改革委、省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力，有关发电企业 12.开展园区和电源合作试点。攀枝花与水电企业开展合作，将金沙水电站、银江水电站等作为攀枝花钒钛高新技术产业园区自备电源。长期工作省能源局省发展改革委、省经济和信息化委、四川能源监管办、国网四川电力，攀枝花市政府，有关发电企业合理核定增量配电业务配电价格。长期工作省发展改革委省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力四、推进水电消纳产业示范区试点 13.抓好增量配电业务试点。推进洪雅增量配电业务等国家已明确的试点项目建设。长期工作省能源局省发展改革委、省经济和信息化委、四川能源监管办、国网四川电力，眉山市人民政府 - 5 - 按照“两同价 ”目标推进省属电网输配电价改革，实现省属电网与国网四川电网输配电价同价、目录销售电价同价。 2018 年 12 月 31 日前省发展改革委省经济和信息化委、省国资委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、省能源投资集团、省水电投资集团14.推进省属电网输配电价改革和同价工作。规范趸售电价管理，合理核定趸售电价水平。综合施策进一步降低省属电网新增工业电价，并逐步降低存量工业电量价格。长期工作省发展改革委省经济和信息化委、省国资委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、省能源投资集团、省水电投资集团按照市场化原则，允许电源自主选择并网电网。长期工作省经济和信息化委省发展改革委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、地方电网企业，有关发电企业15.增强网际间合作。国网四川电网公平无歧视向地方电网开放。长期工作四川能源监管办省发展改革委、省经济和信息化委、省能源局、国网四川电力、地方电网企业五、促进国家电网与地方电网融合协调发展 16.鼓励国网四川电网参与地方电网混合所有制改革。支持省属电网有序、可持续发展，鼓励国网四川电网以入股、注资等方式参与地方电网建设。长期工作省国资委省发展改革委、省经济和信息化委、四川能源监管办、省能源局、国网四川电力、省能源投资集团、省水电投资集团